PENYELIDIKAN BITUMEN PADAT DI DAERAH DUSUN PANJANG DAN SEKITARNYA, KABUPATEN BUNGO, PROVINSI JAMBI
Robet L. Tobing, Asep Suryana, Agus Subarnas Kelompok Penyelidikan Batubara, Pusat Sumber Daya Geologi
SARI
Kegiatan penyelidikan bitumen padat merupakan salahsatu program Pusat Sumberdaya Geologi untuk memetakan potensi sumberdaya geologi di Indonesia. Secara khusus penyelidikan bitumen padat di daerah Dusun Panjang dan sekitarnya Kabupaten Bungo Provinsi Jambi dilakukan untukmengetahui kualitas, kuantitas serta sebaran bitumen padat di daerah tersebut.
Secara geologi, formasi pembawa bitumen padat di daerah penyelidikan adalah Formasi Sinamar yang diperkirakan berumur Oligosen. Dari hasil pemetaan geologi di lapanganditemukan 14 lokasi singkapan bitumen padat (serpih) dengan ketebalan berkisar 10 - 25 meter. Secara megaskopis, conto batuan bitumen padat berwarna abu-abu kecoklatan hingga abu-abu kehitaman, struktur laminasi, menyerpih, keras-getas, setempat-setempat terdapat sisipan batupasir berbutir halus berwarna abu-abu kecoklatan.
Secara umum, serpih bitumen didaerah penyeldikan mengandung material organik (TOC) berkisar 0,14-16,95%. Material organic tersebut termasuk pada kerogen Tipe I/II dan Tipe III yang mampu menggenerasikan baik minyak maupun gas. Tingkat kematangan material organik dikategorikan belum matang-lewat matang. Melalui proses retorting, serpih bitumen di daerah penyelidikan mampu menghasilkan minyak sebanyak 5 - 90 liter /ton batuan. Besarnya sumber daya bitumen padat didaerah penyelidikan diperkirakan sebesar 317.1 juta ton.
PENDAHULUAN
Berbagai usaha dilakukan
pemerintah untuk menjaga ketersediaan energi nasional, diantaranya adalah revitalisasi sumur-sumur migas lama dan diversifikasi energi. Bitumen padat merupakan salahsatu sumber energi alternatif untuk mendukung program diversifikasi energi tersebut.
Indonesia merupakan salah satu negara yang memiliki endapan bitumen padat yang cukup luas, akan tetapi, belum seluruh wilayah di Indonesia yang memiliki endapan tersebut diselidiki dengan terperinci. Untuk itu, setiap tahun pemerintah Indonesia melalui Pusat Sumber Daya Geologi melakukan penyelidikan dan penelitian untuk meningkatkan ketersediaan data-data sumber daya bitumen padat yang terbaru dan akurat.
Kegiatan ini dimaksudkan untuk memperoleh informasi mengenai endapan bitumen padat di daerah Dusun Panjang dan sekitarnya, meliputi; penyebaran, dimensi ke arah lateral dan vertikal, serta kuantitas dan kualitasnya. Tujuan dilakukannya penyelidikan ini adalah untuk mengetahui sumber daya bitumen padat dan potensinya dalam menghasilkan minyak dan gas bumi.
Lokasi penyelidikan berada di Dusun Panjang dan sekitarnya, Kecamatan Tanah Tumbuh, Kabupaten Bungo, ProvinsiJambi. Secara geografis daerah penyelidikanberada pada koordinat 101º42’-101º58’ BT dan 01º23’-01º40’ LS.
Penyelidikan PSDG (2006) di daerah Sungai Rumbia, Jambi, telah menemukan bahwa batuan serpih yang terdapat pada Formasi Sinamar bagian atas merupakan bitumen padat, sedangkan
Formasi Sinamar di bagian bawah lebih dicirikan oleh konglomerat, lapisan batupasir kerikilan dan batulempung.
Metode penyelidikan yang
dilakukan dalam kegiatan ini meliputi pengumpulan data sekunder berdasarkan studi literatur dan pengumpulan data primer di lapangan. Semua data yang diperoleh di lapangan berupa conto batuan dari singkapan dianalisis di laboratorium Pusat Sumber Daya Geologi.
Kegiatan analisis laboratorium terhadap conto batuan terdiri atas analisis geokimia organik, petrografi organik dan retorting. Analisis geokimia organik dan petrografi organik dilakukan dengan tujuan mengetahui kekayaan, tipe dan kematangan material organik yang terkandung di dalam conto batuan. Analisis ini ditentukan melalui kombinasi data karbon organik total (TOC), analisis pirolisis serta analisis mikroskop organik. Sedangkan analisis retorting, merupakan suatu metode estimasi kandungan minyak yang dapat dihasilkan dari suatu conto batuan melalui proses pemanasan hingga mencapai temperatur 550°C.
Gambar 2. Morfologi Perbukitan
Bergelombang Dibagian Baratdaya Daerah Penyelidikan.
Gambar 3. Morfologi Pedataran di Bagian
Tenggara–Baratlaut dan Timurlaut Daerah Penyelidikan.
Stratigrafi
Stratigrafi di daerah penyelidikan tersusun oleh batuan sedimen berumur Eosen Akhir–Kuarter (Gambar 4). Urutan formasi dari yang tua ke muda adalah Formasi Palepat (Pp), Diorit (Jd), Granit (Jgr), Formasi Sinamar (Tos), Formasi Rantaukil (Tmr), Formasi Kasai (QTk), Batuan Gunung Api dan Aluvium.
Formasi Palepat (Pp) berumur Perem tersusun oleh lava, tufa terpropilitkan secara hidrotermal, termineralkan sehingga terbentuk pirit, tembaga dan molibden. Lava basalan dan riolitan tersebar tidak beraturan dalam formasi ini. Pada umumnya lava andesitan denganplagioklas menengah dan mineral mafik terubah menjadi serisit dan klorit. Formasi ini mengandung batulanau keras terkersikkan, batu tanduk, serpih dan batugamping hablur terlapis baik.
Diorit (Jd) berumur Jura tersusun oleh diorit hornblenda sampai kuarsa dengan bintik-bintik mineral mafik, secara setempat terkena kloritisasi dan terubah terdapat sebagai stok,formasi ini menerobos Formasi Palepat.
Granit (Jgr) berumur Jura tersusun oleh granit, biotit, hornblenda sampai granodiorit dengan bintik-bintik mineral mafik, plagioklas dan jenis oligoklas. Hornblenda telah mengalami kloritisasi dan secara setempat terdapat apatit sebagai stok.
Gambar 4. Stratigrafi Daerah Penyelidikan
Formasi Sinamar (Tos) berumur Oligosen tersusun oleh konglomerat, batupasir konglomeratan, batupasir kuarsa mengandung mika, batupasir arkosan, batulempung, napal, batulempung pasiran, lapisan batubara, serpih dan batulempung. Komponen konglomerat adalah kuarsit, kuarsa susu dan pecahan granit. Batulempung serpih dan napal semakin bertambah ke arah atas. Ketebalan formasi ini bisa mencapai 750 meter. Formasi Rantaukil (Tmr) berumur
Miosen Awal tersusun oleh batupasir lempungan, batupasir tufaan, batupasir gampingan, batulempung pasiran, batulempung tufaan dan lensa tipis batugamping berlapis baik.
Formasi Kasai (QTk) berumur Plio-Plistosen, tersusun oleh tufa batuapung bersifat asam, batupasir tufaan dengan sisipan bentonit dan sedikit lignit. Kayu yang membatu biasa diketemukan, formasi ini memiliki ketebalan berkisar 700 meter.
Batuan Gunungapi Asam yang Tak Terpisahkan (Qou) berumur Kuarter Awal, tersusun oleh lava, tufa, ignimbrit dan obsidian yang asam sampai menengah.
Batuan Gunung Api yang Tak Terpisahkan (Qyu), tersusun oleh breksi gunung api, lahar, breksi, tufa, bersusunan basal sampai andesit. Batuan ini berasal dari Gunung Kerinci dan Gunung Tujuh.
Aluvium (Qal), terdiri dari lanau, pasir dan kerikil.
Struktur geologi
Struktur geologi yang berkembang di daerah penyelidikan berdasarkan data hasil pengamatan dan pengukuran perlapisan batuan adalah sesar geser menganan (dextral) berarah timurlaut-baratdaya.
HASIL PENYELIDIKAN Pemetaan.
Dari hasil pemetaan geologi di permukaan ditemukan 14 lokasi singkapan bitumen padat dan 12 lokasi singkapan batuan lain. Singkapan bitumen padat di daerah penyelidikan terdapat pada Formasi Sinamar. Data lapisan bitumen padat di permukaan memiliki ketebalan bervariasi berkisar ±10 hingga >25 meter. Dari hasil pengamatan dilapangan, lapisan bitumen padat di daerah penyelidikan berwarna abu-abu kecoklatan hingga abu-abu kehitaman, struktuk laminasi, menyerpih, keras-getas (Gambar 5; Gambar 6), setempat-setempat terdapat sisipan batupasir berbutir halus, berwarna abu-abu kecoklatan.
Endapan bitumen padat di daerah penyelidikan diperkirakan terdiri dari 3 (tiga) lapisan dengan ketebalan berkisar ±10 hingga >25 meter. Dibagian tengah lapisan bitumen padat tersebut dipotong oleh sesar geser menganan berarah timurlaut-baratdaya.
Gambar 5. Singkapan bitumen padat di
lokasi ODP-2.
Gambar 6. Singkapan bitumen padat di
Secara umum, belahan lapisan bitumen padat di bagian utara (bagian atas) memiliki jurus (strike) berarah timurlaut-baratdaya dan di bagian selatan (bagian bawah) memiliki jurus berarah tenggara-baratlaut. Kemiringan (dip) lapisan bitumen padat diperkirakan sebesar 15º - 22º.
Analisis Data dan Pembahasan
Berdasarkan hasil analisis total
organic carbon TOC yang dilakukan pada
conto batuan bitumen padat (Tabel 2),
kekayaan/kelimpahan material
organik(TOC) berkisar 0,14-16,95%. Terdapat 2 (dua) conto batuan yang memiliki kandungan material organik <0,5% (Kode conto ODP-5 dan ODP-10) serta 12 (dua belas) conto dengan kandungan material organik berkisar 1,43-16,95% (Kode conto 1, 2, ODP-3, ODP-4, ODP-6, ODP-7, ODP-8, ODP-9, ODP-11, ODP-12, ODP-13 dan ODP-14).
Batuan sedimen yang memiliki kandungan TOC <0,5% berpotensi rendah sebagai batuan sumber hidrokarbon, batuan dengan kandungan antara 1,0-2,0% merupakan batuan yang cukup berpotensi sebagai batuan sumber hidrokarbon, dan >2,0% merupakan batuan yang berpotensi baik-sangat baik sebagai batuan sumber hidrokarbon (Waples., 1985).
Gambar 7. Plot Silang Antara TOC dan
PY.
Plot antara nilai TOC terhadap PY (S1-S2) pada diagram (Gambar 7) juga menunjukkan bahwa conto batuan Kode conto ODP-05 dan ODP-10 tidak memiliki potensi sebagai batuan induk.
Plot silang antara nilai HI (hydrogen
index) terhadap OI (oxygen index) pada
diagram (Gambar 8) menunjukkan bahwa material organik didominasi oleh kerogen Type Idan Type II (sembilan conto batuan)
yang memiliki kecenderungan
menghasilkan minyak dan Type III (lima
conto batuan) yang memiliki
kecenderungan menghasilkan gas.
Gambar 8. Plot Silang Antara HI dan OI.
Plot silang antara nilai Tmaks dan HI
pada diagram (Gambar 9) juga menunjukkan bahwa material organik didominasi oleh kerogen Type I dan Type II (9 conto batuan) dan Type III sebanyak (5 conto batuan).
Kematangan material organik di dalam batuan sedimen dapat diperoleh dari analisis pirolisis dan analisis reflektansi vitrinit (Rv). Secara umum, awal pembentukan hidrokarbon terjadi sekitar Rv=0,6% dan Tmaks 435-445ºC, puncak
Gambar 9. Plot Silang Antara Tmaks dan HI.
0,65-0,9% dan Tmaks 445-450ºC, akhir
matang Rv 0,9-1,35% dan Tmaks
450-470ºC, serta lewat matang terjadi sekitar Rv>1,35% atau Tmaks>470 ºC (Peters dan
Cassa, 1994).
Dari hasil analisis pirolisis yang dilakukan diketahui bahwa sebanyak 6 (enam) conto batuan yaitu notasi ODP-3, ODP-4, ODP-8, ODP-9, ODP-11, ODP-14 memiliki nilai Tmaks berkisar 418,5-434,4ºC
dikategorikan belum matang (immature), sebanyak 6 (enam) conto batuan dengan nilai Tmaks 435,1-440,1ºC dikategorikan
matang (mature), dan dua conto batuan memiliki nilai Tmaks berkisar 563,9-564,4ºC
dikategorikan lewat matang (over mature). Dari hasil analisis retort yang dilakukan pada conto batuan (Tabel 2), menunjukkan bahwa hanya satu conto batuan (Kode conto ODP-01) yang tidak menghasilkan minyak, sedangkan 13 (tigabelas) conto batuan lainnya dapat menghasilkan minyak dengan kisaran sebesar 5-90 liter minyak/ton batuan.
Potensi Bitumen Padat.
Potensi bitumen padat di daerah penyelidikan (Tabel 3) dihitung berdasarkan kriteria sebagai berikut: 1.Panjang lapisan yang dihitung kearah
jurus dibatasi sampai sejauh 1000 meter dari titik informasi paling ujung kearah kiri
dan kanan, dengan asumsi bahwa lapisan endapan bitumen padat yang dihitung memiliki sifat yang homogen. 2.Lebar lapisan yang dihitung dibatasi
sampai dengan kedalaman maksimum 50 meter. Persamaan yang digunakan untuk menghitung lebar (L) adalah 50/sin ( adalah sudut kemiringan lapisan batuan ).
3.SG (spesific gravity/berat jenis) yang dihitung adalah berdasarkan nilai SG bitumen padat rata-rata di daerah penyelidikan, yaitu 2,3 ton/m3.
4.Potensi bitumen padat tiap lapisan dapat dihitung dengan persamaan:
Potensi Bitumen Padat = {[Panjang(m) xLebar(m)xTebal(m)]xSG(gr/ton)}
Dari hasil penghitungan yang dilakukan (Tabel 3), diperkirakan bahwa sumber daya bitumen padat di daerah penyelidikan adalah sebesar 317.081.582 ton batuan dengan kandungan minyak sebesar 69.535.298 barel.
Prospek pemanfaatan dan pengem-bangan bitumen padat.
Ketebalan lapisan bitumen padat didaerah Dusun Panjang dan sekitarnya cukup tebal serta memiliki sebaran yang cukup luas. Dari hasil analisis laboratoriumyang dilakukan pada beberapa conto batuan, diperkirakan bahwa endapan bitumen padat di daerah penyelidikan memiliki kecenderungan menghasilkan minyak bumi.
KESIMPULAN DAN SARAN Kesimpulan
Dari uraian di atas, maka kesimpulan yang dapat diambil adalah sebagai berikut:
Formasi pembawa bitumen padat di daerah penyelidikan adalah Formasi Sinamar berumur Oligosen.
Endapan bitumen padat di daerah penyelidikan diperkirakan terdiri dari 3
(tiga) lapisan dengan notasi Seam A, B dan C.
Ketebalan lapisan bitumen padat diperkirakan berkisar ±10 hingga 25 meter.
Sumber daya bitumen padat adalah sebesar 317.081.582 ton batuan dengan kandungan minyak sebesar 5 - 90 liter /ton batuan.
Saran
Bitumen padat di daerah
penyelidikan memiliki kecenderungan untuk menghasilkan minyak yang cukup besar sehingga perlu dilakukan penyelidikan lebih lanjut.
GEOLOGI DAERAH PENYELIDIKAN
Daerah penyelidikan tersusun oleh batuan sedimen berumur Eosen Akhir- Kuarter. Batuan sedimen tersebut di
sebagian tempat ditutupi oleh endapan Batuan Gunung Api dan Aluvium berumur Kuarter (Gambar 1).Menurut Rosidi, dkk. (1996) endapan sedimen di daerah penyelidikan terdiri dari Formasi Sinamar, Formasi Rantaukil, Formasi Kasai serta Batuan Gunung Api dan Aluvium.
Morfologi
Morfologi daerah penyelidikan dicirikan oleh satuan morfologi perbukitan bergelombang dan pedataran. Satuan perbukitan bergelombang (Gambar 2) menempati bagian baratdaya dengan ketinggian 75-150 meter dari permukaan laut (m dpl). Sedangkan satuan pedataran menempati bagian tenggara hingga baratlaut dan timurlaut dengan ketinggian berkisar <75 meter di atas permukaan laut (Gambar 3). Sungai yang mengalir di daerah ini mempunyai pola aliran dendritik dengan erosi vertikal.
DAFTAR PUSTAKA
Anonim, 2006, Inventarisasi Bitumen Padat dengan Outcrop Drilling Daerah Sungai Rumbia,
Kabupaten Bungo, Provinsi Jambi, PMG-Bandung.
Barber, A.J., Crow, M.J. andMilsom, J.S., 2005, Sumatra: Geology, Resources and Tectonic
Evolution, Geological Society Memoir No. 31. ix+290pp.London.
De Coster, G.L. (1974): The Geology of the Central and South Sumatera Basins. Proceedings
of Indonesian Petroleum Assosiation 3th Annual Convention, 77-110.
Hutton, A.C. (1987): Petrographic classification of oil shales: International Journal of Coal
Geology, 203-231, Elsevier science publisher B.V., Amsterdam.
Hutton, A.C. (2006): Organic petrography and classification of oil shales: Oil shales workshop, University of Wollongong, Australia.
Peters, K.E., Cassa, M.R. (1994): Applied source rock geochemistry: The petroleum system
from source rock to trap, AAPG, Memoirs 60.
Rosidi, H.M.D., Tjokrosapoetro, S.,Pendowo, B., Gafoer, S., danSuharsono, 1996, Peta
GeologiLembarPainandanBagianTimurlautMuarasiberut, Sumatera,
PusatPenelitiandanPengembanganGeologi, Bandung.
Waples, D.W. (1985): Geochemistry in petroleum exploration, International Human Resources Development Coorporation, Boston.
Yen, T.F., Chilingarian, G.V. (1976): Oil shale, Elsevier, Amsterdam.
Zajuli, M.H. H., danPanggabean, H, 2014, Hydrocarbon Source Rock Potential of the Sinamar
Gambar 1. Peta Geologi di Daerah Dusun Panjang dan
Sekitarnya (modifikasi dari Rosidi, dkk., 1996).
Tabel 2. Hasil Analisis Retort, Geokimia Organik dan Petrografi Organik Conto Batuan
